基于模糊控制的高占比风电系统自适应虚拟惯量及调频参数补偿策略研究

随着风电在电网中占比的大幅提高,传统同步发电机组占比减少,系统惯性降低,抵抗扰动故障风险能力下降.为提高高占比风电系统的频率稳定性,提出一种基于模糊控制的自适应虚拟惯量及调频参数补偿策略.首先分析扰动故障下不同风电占比对频率变化特性的影响,建立风机参与调频的数学模型以及高占比风电系统综合频率响应模型.其次针对风机定虚拟惯量控制在频率恢复过程中的不足,构建风机模糊自适应虚拟惯量及调频参数补偿方案.最后通过仿真算例验证风电虚拟惯量自适应模糊控制在提高系统频率稳定性方面的有效性.     

风电虚拟惯量延时的影响机理模型解析及替代性研究

风电机组采用虚拟惯量参与电网调频时,其本质是带延时的快速功率响应,但虚拟惯量延时对频率控制的非线性影响尚不清晰。同时,虚拟惯量存在测频精度要求高、延时大、频率微分环节放大量测误差等固有缺陷。为此,提出了风电机组虚拟惯量延时的影响机理模型解析及替代性研究的思路。首先,通过将风电机组虚拟惯量和下垂控制的延时特性近似等效为一阶惯性环节,建立风电调频使用虚拟惯量和下垂控制的系统频率响应模型;其次,基于劳斯近似法对高阶模型进行降阶解析,求得系统频率最低点的解析表达式;然后,解析求解风电调频仅使用下垂控制的系统频率响应模型,并在频率最低点指标下给出与虚拟惯量和下垂控制相同调频效果的下垂控制系数设定方法。进一步,在设定下垂控制参数下,对比两种控制方式下的最大频率变化率、稳态频率等关键指标关系,得出结论：适当改变下垂系数可替代带延时虚拟惯量,并能取得比虚拟惯量和下垂控制更佳的调频效果。最后,建立仿真模型,并从系统频率响应动态、调频能量需求、风电机组响应功率等方面验证了分析的正确性。     

风电机组虚拟惯量控制的响应特性及机理分析

虚拟惯量控制是风电机组参与系统调频的一种有效方式。基于风电机组比例微分(PD)虚拟惯量控制的基本原理以及单机并网系统的频率响应简化模型,对PD虚拟惯量控制的响应特性及机理进行了分析,推导了PD虚拟惯量控制与系统频率的量化关系。分析结果表明:风电机组PD虚拟惯量控制本质上为暂态频率调节过程,比例控制主要影响系统暂态频率响应的最低值,微分控制主要影响系统频率的下降速度和达到频率最低值的时间。利用实验室风电并网实验平台,在相同负荷扰动下增大PD虚拟惯量控制的比例系数后,风电机组参与系统调频的转子动能增加,最大频率偏差由0.84 Hz减小为0.59 Hz,风机转速由15.7 rad/s降低为13.4 rad/s;而增大微分系数后,系统频率的下降速度减小。实验结果与理论分析结果一致,从而证明了所述特性分析和机理分析方法的有效性,为风电机组虚拟惯量控制的参数整定和控制方法优化提供了一定的理论参考。     

基于参数模糊推理的风机虚拟惯量优化控制策略

随着风电渗透率的增大，利用风电提供虚拟惯量提高系统频率稳定性成为必然需求。但风机固有速度控制器和虚拟惯性控制环节的控制目标存在差异，导致风机的调频效果得不到充分发挥。鉴于此，提出一种基于参数模糊推理的虚拟惯量优化控制策略。通过建立含风电的电力系统频率响应模型，分析了风电主动参与调频对系统频率响应的影响。进一步,从采用附加功率虚拟惯量控制风机的输出增量组成中，推导得出速度控制器输出的调频抑制量。同时，将附加功率量转化为转速释放量，作为速度控制器参考转速调整量，并采用模糊推理算法动态调整虚拟惯量控制参数，避免了固有速度控制器和虚拟惯性控制环节间的矛盾。仿真结果表明，所提方法消除了固有速度控制器对调频的不利影响，可有效改善调频性能，提高了系统的频率稳定性。     

风电机组参与调频的虚拟惯量控制与快速频率控制

通过分析风力发电系统的功率控制特性，提出了一种风电机组快速频率控制方法，并将其与传统的虚拟惯量控制方法进行了对比研究。建立了风电参与系统频率控制的虚拟惯量控制和快速频率控制模型，分析了两种频率控制方法下系统的频率响应特性。采用虚拟惯量控制方法，风电机组跟踪系统频率变化情况释放风机旋转动能，需要合理整定控制器参数以保证风电机组的频率控制性能；快速频率控制可根据风电机组运行状态充分释放转子动能，对扰动后系统频率变化率改善效果更为明显，更适合高比例新能源接入后系统惯量较低的电力系统。     

考虑风电机组超速减载与惯量控制的电力系统机组组合策略

随着风电渗透率的提高,电力系统将面临惯量支撑和频率响应能力不足的问题.风电机组通过虚拟惯量控制及超速减载控制可具有调频能力.文中在传统机组组合模型的基础上加入计及风电机组调频的频率动态约束.首先,推导风电机组不同减载量下的虚拟惯性时间常数大小.然后,对计及风电机组调频的多机系统建模,并推导扰动后频率最低值的表达式.接着,构建考虑动态频率约束的机组组合优化模型,并采用多元分段线性化技术解决频率约束高度非线性特征的问题.最后,以含风电并网的10机系统为例进行计算分析,结果验证了风电机组参与调频在机组组合决策中的可行性.所提模型与传统机组组合相比,在满足经济性的同时提高了系统稳定性.     

风力发电对系统频率影响及虚拟惯量综合控制

针对大规模风电接入引起系统等效转动惯量下降、系统频率稳定风险上升的问题,在分析电力系统调频过程与风电常规虚拟惯量调频的基础上,建立了含风电的电力系统频率动态响应模型,研究了风电及调频参数对系统频率动态特性的影响及变化规律。提出了基于选择函数的风电机组新型虚拟惯量综合控制方法,利用有限风电机组转子动能,有效增加了系统等效转动惯量,同时避免了传统控制所造成的功率二次跌落。在MATLAB/Simulink中建立了系统仿真模型,仿真验证了控制策略有效性及对频率动态特性的改善作用。     

基于系统惯量需求的风储协同快速频率响应技术EI北大核心CSCD

利用频率安全预警预估系统惯量需求,并通过风储协同虚拟惯量支撑完成频率快速响应是保障新型电力稳定运行的关键。该文首先分析频率安全约束下的系统惯量需求。其次,分析风、储虚拟惯量响应特性,建立含虚拟惯量风储系统的频率响应模型,并量化系统频率变化特性及惯性响应时间。在此基础上,为完成频率预警,通过风、储运行约束离线评估风、储惯量的储备能力,并根据系统惯量需求,预估扰动参考功率,提出风储协同快速频率响应技术,完成风、储虚拟惯量分配。最后,搭建风电高渗透区域电网仿真系统,验证在所提控制策略下常规发电机组及风储可协同形成多源频率快速响应,灵活满足系统频率安全的设定要求。     

东北电网风电惯量及一次调频实测与分析

针对东北电网直流送端高比例风电系统频率稳定问题,国家电网东北分部组织开展了风电场惯量及一次调频全网扰动试验,首次实现了风电虚拟惯量的工程应用。基于系统频率扰动试验数据,分析了东北电网频率动态特性,计算得出了东北电网等效惯量水平和频率极值特性系数,量化了系统抵御频率扰动的能力;在介绍网源协调示范风电场惯量响应及一次调频实现方案基础上,对比分析了不同实现方案风电机组惯量响应特性,得出了不同示范风电场一次调频参数指标,试验证明了风电虚拟惯量及一次调频的可行性与有效性,对大规模风电参与系统惯量支撑及一次调频的工程应用具有指导与借鉴意义。     

考虑频率空间分布特性的虚拟惯量配置优化

高比例电力电子设备并网改变了电力系统频率响应特性,使各节点的频率动态异质化明显,导致低系统惯量、弱频率稳定等问题。电力电子装备提供虚拟惯量支撑是提升频率稳定性的有效途径之一。为改善以新能源为主体的新型电力系统频率响应性能,提出一种考虑新型电力系统频率响应空间分布差异化的虚拟惯量配置优化方法。首先,基于分频器理论,构建反映频率空间分布差异特性的系统频率响应模型。其次,为定量描述惯量分布对节点频率响应性能的影响,提出节点惯量指标与节点动能偏差指标。然后,考虑频率空间分布特性,以优化扰动后各节点的能量不平衡为目标,建立虚拟惯量配置优化模型。最后,通过仿真验证了节点惯量指标有效性以及所提虚拟惯量配置方法对系统节点频率稳定性的提升作用。     

考虑权重系数的风电机组动态频率控制策略

针对风电并网引起系统频率稳定性能下降的问题，设计一种考虑权重系数的风电机组动态频率控制策略。首先，提出在虚拟惯量控制中引入权重系数的控制方法，以充分发挥惯性控制和下垂控制在频率响应各阶段的控制优势，提升频率控制效果；其次，为优化风电机组运行状态，提出了频率支撑结束后的闭锁控制方法，并针对不同风电渗透场景制定了相关参数调整方案；最后，通过Matlab/Simulink仿真验证了所提策略的有效性和适用性。     

应用于双馈感应风电机组中的虚拟惯量控制研究

介绍了双馈感应风电机组发电系统原理、气动模型和机械模型的建立,分析了最大功率追踪控制、桨距角控制以及虚拟惯量控制,在Matlab/Simulink仿真软件中搭建双馈感应风电机组发电系统模型,通过电力电子变流器控制对电力系统频率响应的影响进行仿真验证。仿真结果表明:虚拟惯量控制的实施给双馈感应风电机组提供一个虚拟惯量,这一虚拟惯量由存储在转子中的旋转动能提供,并对系统频率起到了支撑作用。     

虚拟惯量控制方式下永磁风力发电机组轴系扭振机理分析

基于风电并网系统的状态空间平均模型,分析传统比例微分(PD)虚拟惯量控制方式下兆瓦级直驱永磁风力发电机组(D-PMSG)的轴系扭振机理及其影响因素,提出一种改进型PD虚拟惯量控制方法,以抑制D-PMSG轴系低频扭振。分析表明,传统PD虚拟惯量控制的引入,会降低DPMSG轴系的阻尼比,影响机组的稳定运行;降低PD虚拟惯量控制的微分系数的模值可以提高风电机组轴系的阻尼比,却会降低风电机组的频率响应能力。所提出的改进型PD虚拟惯量控制方法,通过引入永磁发电机组转速补偿项,从而提高系统阻尼比。该方法能在保证风电机组的频率响应能力的同时,有效抑制虚拟惯量控制引起的轴系低频扭振,提高系统的稳定性。仿真实验验证了理论分析和改进型PD虚拟惯量控制方法的有效性。     

基于协同控制优化风储系统频率响应的策略研究

风电机组的友好型调频控制对改善风电并网系统的频率响应特性具有重要作用。该文在分析最大功率跟踪(maximum power point tracking,MPPT)运行风电机组,利用变比例系数调速、飞轮储能基于功率调节实现频率支撑可行性的基础上,从优化风储系统频率响应特性出发,基于协同控制理论,提出飞轮储能协同MPPT运行风电机组提供频率响应的两层协同控制方案。通过将频率偏差和风电机组虚拟电气惯量线性组合构成宏变量,并利用宏变量的零输入响应控制流形,设计实现不同风速风电机组协同提供频率支撑的变比例系数调速策略。进一步,基于频率偏差、储能调频功率指令和风电机组虚拟惯量的线性组合构成宏变量,采用相同的控制流形设计飞轮储能协同风电机组提供频率支撑、快速恢复风电机组MPPT运行和避免频率二次扰动的附加调频有功调节策略。最后,利用风电并网系统的负荷频率扰动,验证所提协同控制的有效性,结果表明,该策略不仅有助于提高系统恢复同步稳定的动态特性,而且能够降低同步发电机参与调频的有功调节速度要求。     

双馈风电机组的综合虚拟惯量控制策略

频率稳定性是电力系统稳定运行的重要保证,大规模风电并网后造成电力系统总有效转动惯量下降,使得电力系统的频率稳定性降低。对双馈风电机组的惯量支持能力进行了分析,并对传统虚拟惯量控制加以改进,提出一种基于稳态频率响应的虚拟惯量控制策略。在DIgSILENT PowerFactory仿真软件中建立了对应的模型,验证了在该控制策略下,双馈风电机组可更有效地对系统频率变化作出响应,从而抑制频率波动。     

基于状态观测器的风电机组单机储能系统虚拟惯量控制

随着风电在电力系统中的渗透率越来越高,特别是大规模风电场或风电集群集中接入电网,风电出力的波动性对电力系统的调度和频率稳定等诸多方面带来了不可忽视的影响。针对变速恒频风电机组通过变频器并网、机组功率与系统频率完全解耦、不具备惯量响应特性的问题,就风电机组单机储能系统基于扩张状态观测器提出一种利用储能补偿风电机组惯量的控制策略。该控制策略采用扩张状态观测器估计系统频率的变化率,将未知测量噪声和外部扰动作用作为扩张状态进行估计可较好地解决频率变化率测量中的噪声对控制效果干扰的问题。同时还可以通过变参数控制实现风储联合系统虚拟惯量的动态调节。以1.5MW直驱风电机组配备350kW储能为对象的仿真结果表明该策略能够在不影响风电机组最大功率追踪的情况下,有效补偿风电机组虚拟惯量,使风储联合系统输出功率迅速响应系统的频率变化,较比例微分(PD)虚拟惯量控制能更好地抑制电网频率波动,提高风电机组对电网的频率支撑能力。     

考虑系统频率安全稳定约束的风储联合频率响应控制策略

为提升风-储联合运行系统的动态频率稳定性能,针对目前调频控制策略未充分发挥风电机组频率调节能力、无法适应负荷扰动过大情况以及转子转速恢复阶段存在频率二次跌落的问题,提出一种考虑系统频率安全稳定约束的风储联合频率响应控制策略。在惯量响应阶段结合转速约束和频率指标自适应调整虚拟惯量和下垂控制系数,在转子转速恢复阶段利用负指数函数动态调整转速恢复过程中功率参考值,避免频率的二次跌落。将风电机组与储能电池结合,引入频率稳定域概念,利用储能电池扩展频率稳定域边界,进一步提升风储联合系统的抗负荷扰动能力和频率稳定性。最后对风储联合调频策略进行仿真,结果表明在不同风速和不同负荷扰动下,所提控制策略能充分发挥风电机组频率响应控制能力的同时,避免了频率二次跌落,提升了电网频率安全稳定性。     

提升海上风电经VSC-MTDC接入的低惯量系统频率稳定综合控制策略

规模化海上风电经多端柔性直流输电(VSC-MTDC)接入的低惯量系统存在同步发电机(SG)占比小、惯量水平低、功率互济能力弱等问题,为此提出一种VSC-MTDC与海上风电协调配合的低惯量系统频率稳定综合控制策略。首先将含原动机-调速环节的SG聚合为单机系统频率响应模型,构建换流站的虚拟系统频率响应(VSFR)控制器,并借助劳斯稳定判据分析经典参数下VSFR闭环控制的稳定性。然后针对海上风电并网系统功率支援能力不足导致的VSC-MTDC电压越限问题,设计适用于多风速场景的双馈风机附加桨距角与转速控制,通过调整海上风电出力对低惯量系统进行支援,提高海上风电并网系统功率互济能力,保障VSC-MTDC安全运行。最后在海上风电经三端柔性直流输电接入的低惯量系统中对所提控制策略进行分析验证。结果表明：所提控制策略的频率响应和功率支援能力强,可提高低惯量系统的频率稳定性。     

双馈风电机组虚拟惯量控制量化分析与参数优化整定

风电机组虚拟惯量控制与锁相环、滤波器等环节交互耦合，各环节及参数对惯量响应特性的影响机理尚不明晰，不利于虚拟惯量控制优化与参数整定。为此，首先建立了考虑锁相环动态特性、滤波器带宽的双馈风电机组虚拟惯量附加控制详细状态空间模型，从系统稳定性与阻尼特性2个方面，量化锁相环参数、滤波时间常数、虚拟惯量系数对风电机组惯量响特性的影响与变化规律；在此基础上，从系统小干扰稳定、惯量时间常数、阻尼比角度出发，探讨了上述参数的优选取值范围，并提出了虚拟惯量关键参数优化整定方案。最后，在Matlab/Simulink中搭建了双馈风电机组接入无穷大电网仿真模型，仿真验证了理论研究与所提参数整定方案的合理性与有效性。     

基于双馈风电机组有效储能的变参数虚拟惯量控制

双馈风电机组采用电力电子变流器控制使得机械部分与电气部分解耦,大规模风电并网后电力系统总有效转动惯量下降,增加了系统的调频压力。文中通过对双馈风电机组运行及控制特性的分析,研究给出了反映机组有效储能的等效虚拟惯性时间常数的计算方法,提出了基于双馈风电机组有效储能的变参数虚拟惯量控制策略。该控制策略通过检测电网频率变化以及动态识别机组运行状态,修改控制参数控制机组有功输出,释放或吸收机组有效动能,对电网提供动态频率支撑。在理论分析基础上进行时域仿真验证,仿真结果表明,双馈风电机组变参数虚拟惯量控制在机组各种运行工况下实现了对系统频率的有效支撑,提高了电力系统频率稳定性,且保证了机组调频过程中自身运行的稳定性。